Е.У.САФИУЛЛИНА
РГУ нефти и газа ии. И. М. Губкина
Рис 1.
Зависимости /Г() от</кр при Явх>2МПаД,х равном 25 (I), 30 (2) и 36,6% (3) для смесей «вода-газ» (а), «вода — ПАВ — газ» (б) «масло — газ» (в) и «нефть — газ» (г)
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ХИМРЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВОК
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА
Пенообразующая способность нефти, как известно, является одним из основных параметров, определяющих степень влияния свободного газа на характеристику погружного центробежного насоса (ЭЦН) / 1 /. Склонность нефтей к пено-образованию, кроме того, существенно влияет на величину плотности газожидкостной смеси в за-трубном пространстве насосных скважин. Вспенивание жидкости в затрубном пространстве создает дополнительные осложнения, поскольку динамический уровень, замеренный эхолотом, не позволяет в этих условиях судить о величине давления на приёме насоса. На месторождениях с повышенным газосодержанием нефти и в скважинах, оборудованных У ЭЦН с газосепараторами, промысловикам хорошо известны случаи, когда после остановки насоса уровень жидкости не поднимается к устью, а, наоборот, понижается, что свидетельствует об
оседании столба пенистой газожидкостной смеси в затрубном пространстве. Кроме того, от пе-нообразующих свойств нефти в существенной степени зависят закономерности движения газожидкостных смесей (ГЖС) в скважинах и системах нефтегазосбора. Процессы подготовки нефти и газа также во многом определяются пенообразующими свойствами / 2 /. Наконец, проблема пе-нообразования весьма актуальна и при водогазовом воздействии на продуктивные пласты. В процессе создания водогазовой смеси важно получить такую пенную структуру, которая позволила бы предотвратить прорывы газа в пласте, обеспечить равномерное вытеснение нефти из продуктивного пласта и увеличить коэффициент охвата воздействием.
Однако до сегодняшнего дня не предложено надёжных методик определения склонности нефти к пенообразованию в промысловых условиях. Методика ВНИИСПТ
I
" \ 2
10
20
30
40
50
60
О
Аб
Э в
нефть 1977 года / 3 /, подкупающая на первый взгляд своей простотой, не обеспечивает воспроизводимых результатов и не может быть рекомендована для массового внедрения на промыслах. Проблема пенообразования нефтей крайне сложна, и с ходу решить её невозможно. Слишком много факторов влияет, прямо или косвенно, на процессы вспенивания нефтей. В связи с этим большое значение имеет разработка методики и приборного оснащения для надёжного, достоверного определения этого параметра. Имея такую методику, можно в дальнейшем создавать программные комплексы для научно обоснованного подбора установок УЭЦН к скважинам с учётом пенообразующих свойств нефти. Кроме того, знание достоверных значений пенообразования позволит ответить на вопрос, где целесообразно применять УЭЦН с газосепаратором, где сепаратор не нужен, и где необходимо ставить диспергатор или конический насос.
В целях анализа влияния пенообразующих свойств перекачиваемой продукции на работу насоса были построены зависимости коэффициента подачи жидкости К0 при нулевом напоре от критического диаметра кольца, на котором пленка исследуемой жидкости сохраняется не более 1 с, ¿/кр для различных значений входного газосодержания Д,х. На рис.1 представлены такие зависимости для Рпх= 25 (1), 30 (2) и 36,6% (3) при работе насоса ЭЦН5-80 на смесях «вода — газ», «вода — ПАВ —
газ», «масло — газ». Значения Кц при постоянном /звх повышаются примерно пропорционально возрастанию </Кр. Например, для Д,х= 25% при ¿/кр= 16 мм К0= 0,61, а при </кр= 66 мм Кд существенно увеличивается до 0,75, т.е. с ростом пенообразующих свойств работа на ГЖС улучшается. Из рис.1 также следует, что зависимости Кц от г/кр при данных рах едины для всех исследованных смесей независимо от их природы («вода
— газ», «вода — ПАВ — газ», «масло — газ» и «нефть — газ») и величины поверхностного натяжения между жидкостью и газом. Отсюда следует, что степень влияния свободного газа на характеристику насоса на соответственных режимах его работы уменьшается с увеличением пенообразующих свойств откачиваемой продукции.
С целью изучения влияния пе-нообразующей способности откачиваемой продукции на характеристику работы УЭЦН необходимо исследовать пенообразующие свойства перекачиваемой жидкости. Для этого в лабораторных условиях РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина создана специальная экспериментальная установка, при создании которой учитывался опыт и материалы работ /4, 5/.
На рис. 2 — 5 представлены результаты исследования на данной установке поведения пены Та-расовского месторождения с добавлением в различных концентрациях промышленных реагентов, разработанных фирмой Химеко
— ГАНГ (реагент №1 — алкилтет-рамин, однозамещенный сложным эфиром ортофосфорной кислоты; реагент № 2 — алкилтетрамин, двухзамещенный сложным эфиром ортофосфорной кислоты; реагент № 3 — нефтенол).
На рис. 2 представлена зависимость высоты столба пены от температуры исследуемой нефти Та-расовского месторождения с добавлением реагента № 1. Реагент добавляли к исследуемой нефти в концентрациях 0,1%, 0,2%, 0,3%. Затем последовательно нагревали исследуемую нефть с добавкой реагента, замеряя на каждой ступени нагрева параметры пенистости (высоту, стабильность и кратность пены). По результатам экспериментов с Тарасовской нефтью можно сделать следующий вывод; общая тенденция увеличе-
Рис.2 Влияние температуры на высоту столба пены Тарасовской нефти с добавлением реагента № 1
Рис.3 Влияние температуры на время разрушения столба пены Тарасовского месторождения с добавкой реагента № 1
Рис.4 Влияние температуры на высоту столба пены (сводная диаграмма на примере концентрации 0,1%)
Рис. 5 Влияние температуры на время разрушения столба пены (сводная диаграмма на примере конц. 0,1%)
600
500
400
300
200
100
0 20
конц 0.1% конц 0,3% -»-конц 0.5%
температуря, С
а - производству
ния высоты столба пены с увеличением температуры сохраняется.
Наблюдается незначительное увеличение высоты столба пены, что связано с расширением газа в ячейках (см. рис. 2). При этом пленки пены прочны и разрушения не наблюдается.
С увеличением температуры время разрушения столба пены сокращается, особенно это наглядно при больших концентрациях ПАВ (см. рис.3), так как при этом образуются более высокие столбы пены. В диапазоне температур от 20° С до 40° С (см. рис 3) наблюдается более резкое разрушение столба пены. От 40е'С до 80° С разрушение пены стабилизируется, т.е. дальнейшее увеличение температуры влияет на процесс разрушения пены незначительно.
Подводя итог экспериментальной части, приведем две сводные диаграммы (см. рис. 4 и рис. 5) для наглядного сравнения влияния добавки в исследуемую нефть реагента № 1 с реагентом № 2 и реагентом № 3.
Влияние температуры на высоту столба пены нефти с добавкой различных реагентов (см. рис.4) неоднозначно. При концентрации реагентов в исследуемой нефти 0,1% нет общей тенденции увеличения высоты столба пены с ростом температуры. При температуре 70° С у образца нефти с добавкой реагента №3 наблюдается интенсивный рост пены. Характерно, что при последующем охлаждении и повторном нагреве данного образца нефти такого скачка не происходит.
Добавка реагентов ускоряет процесс разрушения пены (см. рис. 5). Например, при 20: С столб пены образца нефти без добавок разрушается за 164 сек., а в случае добавки в нефть реагента № 2 — за 70 сек., реагента № 1 и № 3 — за 36 сек. и 39 сек. соответственно. С увеличением температуры образцов нефти с добавкой реагента № 1 и № 2 время разрушения столба пены уменьшается, а при добавлении реагента №3 — увеличивается.
Рисунки 4 и 5 демонстрируют резкое отличие в своей зависимости от температуры образца нефти с добавкой реагента № 3 от образцов нефти с добавками реагента № 2 и реагента № 1.
ВЫВОДЫ
@ В статье описано влияние температуры на процесс пенооб-разования нефтей с добавкой реагентов, разработанных фирмой Химеко — ГАНГ (реагент №1 — алкилтетрамин, однозамещенный сложным эфиром ортофосфорной кислоты; реагент № 2 — алкилтетрамин, двухзамещенный слож-ным эфиром ортофосфорной кислоты; реагент № 3 — нефтенол). Показано, что добавка к нефти данных реагентов снижает ее пе-нообразующие способности на всем диапазоне исследованных температур. Следовательно, данные реагенты нельзя рекомендовать в качестве ПАВ, снижающих вредное влияние газа на характеристику работы насоса.
@ При малых концентрациях реагента в нефти он является пе-ногасителем, дальнейшее увеличение концентрации реагента приводит к росту столба пены, но, в целом, общая тенденция снижения высоты столба пены нефти при добавке реагентов, исследуемых в статье, сохраняется.
IÜ Добавка исследуемых в экспериментах реагентов ускоряет процесс разрушения нефтяной пены. Это свойство реагентов можно использовать в процессах сбора и подготовки нефтей, где необходи- ^ мо искусственно разрушать образовавшуюся нефтяную пену.
Литература
1.Дроздов А. Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. Дисс. докт. техн. наук. — М., 1998.
2.Ушаков Д. А., Бойко С. И., Миль-штейн Л. М., Константинов Е. Н. Борьба с пенообразованием, вызванным поверхностно-активными веществами, поступающими с нефтяным газом // Нефтепромысловое дело, № 1, 1996, с. 25-27.
3.Метод определения склонности нефтей (нефтепродуктов) к пенообра-зованию /Позднышев Г.Н., Емков A.A., Новикова К.Г. и др. — Нефтяное хозяйство, 1977, №11, с.39 — 40.
4.Баранов В. Я. Методические указания по курсу «Физическая и коллоидная химия». М., 1985.
5.Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. - М„ Химия, 1975. 264 с. s
ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ МАГНИТНЫМ ПОЛЕМ
И.Р. ВАСИЛЕНКО А.Б. БАИШЕВ
ОАО -ВНИИнсфть• акад. А.П. Крылова
Технология крепления скважин, разработанная на начальном этапе разбуривания месторождения, должна совершенствоваться по мере уточнения условий работы их крепи. С этой целью необходимо использовать промысловую информацию и данные НИОКР, проводи
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.